Понятие о топливно-энергетическом комплексе страны

Экономический критерий на основе которого мы можем определить оптимальное решение: З= Е*К+С+У

к- капитальные вложения в резервную P;С- эксплуатационные  расходы по содержанию этой P; У- суммарный ущерб.

Выбор оптимальной величины резерва – экономич. задача, в  кот. требуется сопоставление затрат на ввод и содержание этого резерва с величиной снижаемо эконом. ущерба.

 

 

31. Экономика выбора оптимальной  структуры генерирующих мощностей  в энергосистеме.

Структура энергосистемы  по электрогенерирующим источникам может быть охарактеризована след. показателями: 1)теплоэлектричекий коэф-т: Кт=Этэц/Э_Σ    или   Pтэц/P_Σ  - отношение выработки  ЭЭ на ТЭЦ к суммарной выработке ЭЭ или по мощности ТЭЦ;   2)гидроэлектрический коэф-т: Кг=Эгэс/Э_Σ  или Pгэс/P_Σ;     Ккэс, Каэс,Кпгэс,Кгтэс.

Структуру можно охарактеризовать и по др. показателям: по уд. весу разл. видов топлива или первичных энергоресурсов (газ, мазут, уголь, торф, сланцы). При выборе оптимальной структуры генерирующих источников необходимо определить оптимальное соотношение между различными типами энергоисточников. Эл. мощность ТЭЦ определяется в основном величиной тепловой нагрузки в городе или пром. узле, где размещается ТЭЦ. Кроме того, необходимо учитывать возможность покрытия перем. части графика эл. нагрузки. Для этого в структуре генерирующих источников должны быть предусмотрены ЭС, которые могут работать в переменном и, в частности, в пиковых режимах. Для нормального функционирования  гидро-

технологического комплекса  необх. минимальный пропуск воды через турбину. Этим min пропуском определяется вынужденная мощность ГЭС.   Установл. мощность=1000 МВт, раб. мощность=300 МВт. Аналогично с вынужденной мощностью ГРЭС.                                                                                                                                               

В энергосистеме сущ.проблема прохождения ночного минимума эл. нагрузки. Полупиковая нагрузка покрывается за счет свободной мощности КЭС, ПГЭС. Здесь очень важно, чтобы маневренность загружаемых агрегатов была бы достаточной, чтобы поспевать за ростом нагрузки. Для покрытия пиковой нагрузки исп-ся ГТЭС, кот. включаются в этот момент, ГАЭС, ГЭС, ТЭС с докритическими параметрами пара. По пиковой части графика обычно регулируется  Лукомльская ГРЭС и Березовская ГРЭС. Когда нагрузка поднимается до самого пика, тогда включается конденсационная мощность КЭС. Полупиковая часть регулируется Лукомской ГРЭС.

Мощность базового источника Xб,Xпп,Xп

min[Сб*Хб+Спп*Хпп+Сп*Хп];   Хб+Хпп+Хп>=Pmax

Pmin^б<=Хб<=Pmax^б;    Pmin^пп<=Хпп<=Pmax^пп; Pmin^п<=Хп<=Pmax^п.

Сп, Спп, Сб – удельные приведенные затраты на единицу мощности. Они определяются:

(Pам+Pобсл+Е)*Куд*Х + Цт*bу*h_у*Х =

=Х*((Pам+Pобсл+Е)*Ку+Цт*bу*hу) = Х*С

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

32. Экономическая эффективность объединения  ЭС и энергосистем на параллельную работу.

В результате объединения  возникает эффект: 1)) нагрузочный, обуславливается несовпадением во времени максимальных нагрузок объединяемых энергосистем. Это приводит к ↓ необходимой установлен. мощности, величина снижения этой P: ∆N=∑(1-Кi max)*N i max, Nimax- максимальная нагрузка i-той системы ; Кimах- коэф-т участия в максимуме.

2))снижение резерва мощности; 3))появляется возможность установки агрегатов большой единичной мощности; 4))повышение экономичности работы объединяемых систем; 5))появляется возможность более эффективного использования ГЭС. Nтэс_∑= ТЭС1 + ТЭС2

В результате сооружения межсистемной ЛЭП появляется возможность передать избыток ГЭС из 2 в 1. Тогда участие ГЭС в покрытии в 1 системе ↑, т.е. ∆N1гэс > ∆N2гэс. В результате установленная мощность ТЭС снижается на величину: ∆Nтэс∆N1гэс – ∆N2гэс. Эффект объединения обеспечивается за счет сооружения межсистемной ЛЭП. Экономическим условием выгодности объединения явл. выражение: Е*Кмэп + Смэп < (Е*Ка +Са)+(Е*Кв +Св) – (Е*Кав +Сав), где ав – объединенная энергосистема. Межсистемные ЛЭП выполняют функции как магистральных, так и маневренных электропередач. Магистральные ЛЭП предназначены для передачи ЭЭ в одном направлении, для магистрального транспорта; маневренные ЛЭП – для маневренного режима, направление перетоков может изменяться в ту или другую сторону (реверсивная передача).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

33.Нормативы  и технико-экономические показатели  ремонтов.

Общее планирование ремонта  основного оборудования электростанций (составление календаря вывода отдельных турбоагрегатов и котлов в планово-предупредительный ремонт) осуществляется энергосистемой, так как баланс ее производственной мощности не может быть нарушен. На основании разработанного энергосистемой годового календарного плана ремонта основного оборудования электростанций отдельные станции уточняют сроки ремонтного простоя и объемы ремонтов своих турбоагрегатов и котлов (или энергоблоков), согласовывают их с системой и разрабатывают календарные графики проведения отдельных ремонтных операций по каждому агрегату (энергоблоку).

Для правильной оценки сравнительной экономичности планово-предупредительного ремонта на различных электростанциях, осуществляемого различными организациями и различными методами, необходима единая и общеобязательная система экономических показателей ППР. Такая система должна взаимно связывать показатели периодичности ремонта и длительность ремонтных простоев агрегатов, стоимость ремонта и ее влияние на себестоимость энергии, качество ремонтных работ и повышение надежности работы оборудования после его ремонта, производительность труда ремонтного персонала.

Применение системы  экономических показателей ремонта  будет способствовать снижению затрат на ППР, повышению качества ремонтных работ и производительности труда ремонтного персонала, сокращению длительности ремонтных простоев и экономии ремонтных материалов и запасных частей.

Исходным временным  показателем планово-предупредительного ремонта энергооборудования электростанций является ремонтный цикл, т. е. промежуток времени между началом данного капитального ремонта и началом первого последующего капитального ремонта t_ц. Длительность ремонтного цикла складывается из времени эксплуатационной готовности оборудования t_э.г. и времени простоев t_пр:

t_ц = t_э.г. + t_пр

В свою очередь время  эксплуатационной готовности складывается из времени работы t_р, времени резерва t_рез, времени планово-предупредительного ремонта t_рем, времени   аварийного простоя t_ав:

t_э.г = t_р+ t_рез

Время планово-предупредительного ремонта складывается из времени капитального ремонта t_рем^кап и времени текущих ремонтов t_рем^тек. Время аварийного простоя включает собственно простой и аварийный ремонт.

Отношение суммы времени  работы агрегата и времени его  нахождения в эксплуатационном резерве к длительности ремонтного цикла называется коэффициентом эксплуатационной готовности агрегата:

R_э.г = (t_р+ t_рез)/ t_ц = t_э.г/ t_ц

Отношение суммы времени  простоя агрегата (время ремонта + время аварий) к длительности ремонтного цикла называется коэффициентом простоя агрегата:

R_пр =( t_рем+ t_ав)/ t_ц = t_пр/ t_ц

Сумма названных коэффициентов  равна единице: R_э.г + R_пр=1

Основными технико-экономическими показателями ремонта энергооборудования электростанций, учитывающими специфику ремонта оборудования вообще и, в частности, ремонта энергетического оборудования, являются показатели, перечисленные ниже.

1. Удельные ремонтные затраты на час эксплуатационной готовности оборудования:

S_ч.э.г = ΣS_рем / t_э.г

где: ΣS_рем – суммарные затраты на ремонт данного объекта за рассматриваемый период;

       t_э.г – время эксплуатационной готовности объекта за тот же период.

2. Удельные ремонтные затраты на единицу потенциально возможной энергетической продукции в течение всего периода эксплуатационной готовности (после окончания ремонта):

S_ед.пр = ΣS_рем / t_э.гN

где: N – установленная мощность отремонтированного оборудования;

        (t_э.гN) = Э_г – потенциально возможная выработка электроэнергии.

Аналогичные показатели могут быть получены для удельных затрат труда на ремонтные работы: на час эксплуатационной готовности оборудования (чел-ч/ч гот.) и на единицу потенциально возможной энергетической продукции в течение периода эксплуатационной готовности (чел-ч/кВтч). Основным экономическим показателем энергоремонтного производства (в рассматриваемой системе показателей) следует считать удельные ремонтные затраты на час эксплуатационной готовности отремонтированного оборудования, т. е. себестоимость ремонтной продукции.

Для снижения себестоимости  ремонтов (определяемой как удельные затраты на час эксплуатационной готовности отремонтированного оборудования S_ч.э.г) оказываются необходимыми не искусственное маневрирование различными планово-финансовыми показателями, а реальные мероприятия по рациональной организации ремонта; повышение производительности труда ремонтного персонала и сокращение длительности ремонтных простоев оборудования; снижение количества и стоимости используемых запасных частей и ремонтных материалов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

34. Позонные тарифы на ЭЭ.

Во многих промышленно  развитых странах применяют позонные (трехставочные) тарифы, которые дифференцированы по зонам суточного времени. Чаще всего выделяют три зоны: пиковая, полупиковая и базовая. Наибольшая ставка устанавливается для зоны максимальных (пиковых) нагрузок, наименьшая – для зоны базовых (ночных) нагрузок. При этом ставка для пиковой зоны в 3-6 раз превышает ставку для ночного времени. Такая форма оплаты позволяет активно стимулировать потребителей к выравниванию графика нагрузки; способствует смещению потребления энергии на ночные часы.

Весьма важным при  построении трехставочных тарифов является экономическое обоснование размера дифференцированных ставок.

Соотношение между дифференцированными  ставками должно быть таким, чтобы, с  одной стороны, обеспечивалась заинтересованность предприятий в выравнивании режима, а с другой стороны, гарантировалась народнохозяйственная эффективность этих мероприятий.

Предельная  величина пиковой ставки:

        (1)

где: Ц_т^б, Ц_т^п – цена топлива, используемого на базовых и пиковых электростанциях;

       b_б, b_п – удельный расход топлива на базовых и пиковых электростанциях;

       К_п^уд – удельная стоимость источников пиковой энергии;

       h_п – число часов использования пиковой нагрузки.

Величина ставки для полупиковой временной зоны определяется:

       Т_пп = Т_б + Ц_т^ппb_пп - Ц_т^бb_б                                  (2)

Эффект вследствие перемещения  электропотребления из полупиковой зоны в базовую проявляется только в экономии топлива.

Чтобы размер платы за энергию при использовании трехставочных тарифов был равен плате по действующим тарифам, необходимо соблюдать следующее условие:

Т_бЭ_б + Т_ппЭ_пп + Т_пЭ_п = Т_срЭ   (3)

где: Т_ср – средний действующий тариф.

Э = Э_б + Э_пп + Э_п

Таким образом, размеры  дифференцированных ставок могут быть определены из системы трех уравнений (1-3) с тремя неизвестными.

 

Внедрение многостаночных тарифов требует применения специальных счетчиков, обеспечивающих дифференцированный по времени учет потребления электроэнергии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

36.Оптимизация  производственных запасов

Под производственными запасами понимаются находящиеся на складах предприятий-потребителей средств производства (сырье, материалы), предназначенные для производственного потребления. Но еще не вступившие в производственный процесс.

Очень важный вопрос –  оптимальное соотношение между  уровнем запасов и производством. Также важно правильно решить, где должен храниться страховой запас, в каком объёме, какова номенклатура запаса. Запас не может быть слишком маленьким. Все эти вопросы связаны с оптимизацией производственных запасов.

Нормой запаса называется такое минимальное количество запасов производства на складах предприятия, которое обеспечивает непрерывность процесса производства.

 

 

Методика  нормирования текущих запасов

Нормирование текущих затрат осуществляется на основе определения главного интервала поставки – т. е. продолжительности времени между двумя очередными поставками. Умножая его величину на среднесуточный расход материала, получают максимальную величину текущего запаса. Средняя величина равна её половине при условии равномерного расхода материалов.